国君公用:电力紧张延续,新能源发电重塑供给格局

本文来自格隆汇专栏:国泰君安证券研究,作者:翟堃 韩其成 等

电力供需趋紧延续,电价机制改革提速;减碳加快新型电力系统构建,多措并举促进新能源消纳,量价齐升开启;电力基建推动电网转型升级,必要补充核电大有可为。

报告导读:

电力供需趋紧延续,电价机制改革提速;减碳加快新型电力系统构建,多措并举促进新能源消纳,量价齐升开启;电力基建推动电网转型升级,必要补充核电大有可为。

摘要:

电力供需趋紧延续,电价机制改革提速,还原电力商品属性。1)2021年以来,电力供需趋紧致多地出现“限电”现象,核心原因在于电力供给。短期看,2021年冬季居民用电旺季再次迎来用电紧张时点,若为冷冬则供需矛盾更将加剧。长期看,预计十四五期间电力供需趋紧形势将延续:需求端,电能替代、居民用电推升用电需求趋势性提升;供给端,传统电源增速下滑明显,电力供给缺口仅靠新能源发电支撑,或难以完全弥补传统电源增速掉档带来的缺口。2)电力供需趋紧下,电价机制改革提速,电价只降不涨惯性打破。发改委9月发布会提出,目前正在加快各项电价改革措施,进一步还原电力商品属性,通过价格信号优化电力资源配置,同时形成有利于成本疏导的市场价格机制。

减碳加快推进新型电力系统构建,多措并举促进新能源消纳,量价齐升开启。1)为保障新能源发电顺利消纳,2021年来多项政策相继推出,包括促进抽水蓄能和新能储能发展、完善分时电价制度、开展绿电交易等举措。2)能耗双控叠加电力供应紧张,9月多地开始对高耗能行业拉闸限电。由于超额可再生能源电力消纳量不纳入能耗总量考核,高耗能企业以及能耗双控未达标省份必将加大对可再生能源电力的消纳,且绿电市场允许电价上浮,有望迎来量价齐升,新能源运营商将大幅受益。

电力基建推动电网转型升级,必要补充核电大有可为。1)风光发电的不稳定不可控性以及风光资源与用能需求地区分布不匹配给电力系统带来新的挑战,加速电网智能化改造、抽水蓄能和电化学储能发展、特高压建设势在必行,未来五年国家电网将投资超过2万亿元,推进电网转型升级。2)核电是新型电力系统的必要补充,2021年两会政府工作报告首次用“积极”二字部署核电发展,我们预计十四五期间核电发展有望加速,预计未来每年有望核准6-8台机组。

投资建议:1)新能源发电:规模成长,量价齐升,推荐龙源电力、节能风电、晶科科技、太阳能、中广核新能源。2)火电:看好火电+新能源双轮驱动模式,推荐福能股份、华能国际(A+H)、内蒙华电。3)核电:政府工作报告首提“积极”发展核电,十四五核电发展有望加速,推荐中国核电、中国广核。4)水电:未来有望纳入绿电交易,水风光一体化成长可期,推荐大水电长江电力、华能水电、国投电力、川投能源。5)电力基建:经济下行电力等基建上行,推荐中国电建、上海建工、粤水电。

风险因素:用电需求不及预期,新能源发展不及预期。


1. 电力供需趋紧延续,电价机制改革提速,还原电力商品属性


1.1. 用电供需趋紧叠加高煤价,多地方出现“限电”现象

用电供需趋紧叠加高煤价,多地出现“限电”现象。2021 年的限电始于 5 月份,广东、云南、广西等多地开启有序用电,要求企业错峰用电,甚 至限电停产,如云南要求电解铝厂用电负荷压低 30%以上。

➢ 求端:

后疫情时代,我国用电需求高速增长。2021 年以来,后疫情时代我国经 济持续稳定恢复,外贸出口高速增长,拉动电力消费需求超预期增长。2021 年 1-8 月,全社会用电量累计 54704 亿千瓦时,同比增长 13.8%, 两年平均增长 7.40%,处在历史高位。分产业看,1-8 月一、二、三产和 居民生活用电量分别为 660、36529、9533、7982 亿千瓦时,同比分别增 长 19.3%、13.1%、21.9%、7.5%,两年平均分别增长 14.32%、6.70%、 9.94%、7.19%。

➢ 供给端:

火电利用小时数高增支撑用电需求增长。2021年1-8月,全国规模以上电厂发电量53894亿千瓦时,同比增长11.3%,其中火电、水电、核电、风电、光伏发电量分别为38723、7617、2699、3651、1204亿千瓦时,同比分别变化+12.6%、-1.0%、+13.3%、+28.1%、+10.3%,利用小时数同比分别变化+260、-78、+338、+83、-1小时。1-8月火电发电量占比仍高达71.85%,在装机增幅较小的情况下,依靠利用小时数高增支撑用电需求高增长;水电受制于来水较差叠加大型水库蓄水影响,发电减少;核电和风光发电虽增速较快,但由于体量较小,支撑作用较弱。

煤价高涨,火电企业发电意愿下降,进一步推高用电紧张形势。2021年以来,煤价大幅上扬并维持高位运行,煤电企业燃料成本大幅上涨,6 月部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨 50.5%。煤电企业亏损面明显扩大,部分发电集团 6 月煤电企业亏损面超过 70%、煤电板块整体亏损。高企的燃料成本使煤电企业产销成本严重倒挂,发电量的增长并未给煤电企业带来更多利润,企业发电意愿受到制约。

今年冬季或再次迎来用电紧张时点,冷冬背景下电力供需矛盾将加剧。2021年用电的第二个紧张时点在12月,电力需求有望超8000亿千瓦时,如果冷冬落地,那么电力供需缺口将比7月更加严峻。电力需求具有明显的季节性,每年的7~8月和12月是典型的用电高峰期,其中7月和8月的用电高峰主因高温天气导致的全面性用电高企,另外暑期对于居民和三产用电的加成也是一个重要因素。12月份的用电是全年最高点,一方面是采暖需求,另一方面是工业生产耗电的旺季,其对于整体用电需求的带动作用十分显著,在2019年和2020年的12月份,全社会用电总量分别达到了7200亿和8100亿千瓦时(其中2020年存在一定的冷冬效应),根据以往的季节性规律,年内12月份的用电有望再次超过8000亿千瓦时。

1.2. 十四五期间,传统电源增速下滑明显,电力需求增长仅靠新能源发电支撑,供需趋紧形势延续

➢ 需求端:

双碳战略下,电气化程度提高,电能在终端能源的占比将不断提升,用电量增速提高。能源消费减碳,必须加快以电代煤、以电代油、以电代气,大力提升工业、交通、建筑领域电气化水平。当前我国电能在终端能源消费中的占比仅 27%左右,根据全球能源互联网发展合作组织预测,到2030年、2050年、2060年电能占终端用能的比重有望分别达到33%、57%和66%,电能将逐步成为最主要的能源消费品种,取代煤炭在终端能源消费中的主导地位。预计十四五期间,我国用电需求在电气化推动下,全社会用电量增速将显著高于GDP增速。

➢ 供给端:

“十四五”期间我国传统电源增速下滑明显:

1)火电:双碳目标下,煤电受到严格管控,新增装机受限,同时伴随着老旧机组逐步淘汰,预计“十四五”期间煤电装机净增量较少,“十四五”后煤电装机总量开始下降。

2)水电:优质可开发规模有限,2021-2022年乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟投产后,我国除西藏外的水电资源已基本开发殆尽,目前西藏段水电开发尚存在成本较高,难度较大等问题,还未有实质进展。

3)核电:2011年日本福岛核泄漏事件后,中国核电项目审批进入停滞状态,2015年重启审批,2016又开始停滞,2016-2018三年核电项目零审批。由于核电的建设周期在5-6年,按照建设进度,2021-2022两年投产小高峰后,下一个投产高峰要等到2025年。长期来看,未来电源增长只能依靠新能源发电和核电,“十四五”期间核电审批开工提速,但受制于建设周期长,预计将在“十五五”迎来投产高峰。

十四五期间,传统电源增速下滑明显,电力需求增长仅靠新能源发电支撑,预计用电供需趋紧形势延续。虽然新能源发电装机增速较快,但由于其发电效率较低,利用小时数远低于核电、火电等传统电源,加之新能源发电具有不稳定不可控性,目前电网调峰储能能力有限,预计十四五期间,新能源难以完全弥补传统电源增速调档带来的供给缺口,电力供需趋紧形势将延续。

1.3. 电力供需趋紧下,电价机制改革提速,还原电力商品属性

电力供需紧张叠加高煤价,电价“只降不涨”惯性打破。7月至今,蒙西、四川、宁夏、上海、山东、广西、广东、安徽相继调整煤电电力交易市场价格,允许煤电交易价格在基准价的基础上可上浮不超过10%,湖南推出市场电版“煤电联动”。我们现行的电价机制为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,2020年暂不上浮。因此理论上2021年起电价可以上浮,只是在实操中电价还未实现真正意义上的市场化。

市场化交易电价上浮大势所趋。我们认为,当前电力供需紧张叠加高煤价的形势有望推动电价机制改革提速,形成有利于成本疏导的市场价格机制,还原电力商品属性。而市场化交易价格有望成为改革的抓手,允许市场电价上浮的政策有望在其他省份陆续推出。

正价差时代来临,广东 2021 年 10 月月竞顶格正价差成交。允许市场交 易电价上浮后的首个月度竞价,广东 10 月集中竞价统一出清价差为 45.30 厘/千瓦时,差顶格成交,达到 10%最高上限,10 月集中竞价需求 电量 64.8 亿千瓦时,发电侧集中竞争电量申报上限为 71.5 亿千瓦时, 而本次交易供应方只申报了 44.5 亿千瓦时的电量,供不应求现象明显。


2. 减碳加快推进新型电力系统构建

多措并举促进新能源消纳,量价齐升开启


2.1. 多措并举促进新能源消纳,构建新型电力系统

多措并举促进新能源消纳,构建新型电力系统。2021年以来,我国推出多项政策促进新能源消纳,包括提出1)2021年度新能源的保障性并网规模为90GW;2)进一步完善抽水蓄能价格形成机制;3)加快推动新型储能发展;4)完善分时电价政策;5)鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模;6)中央环保督察整改方案中提出的如提高特高压直流输送可再生能源电量比例等促进新能源消纳措施;7)开展绿色电力交易试点,以市场化手段促进新能源消纳;8)能耗双控方案中提出超额完成可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入总量考核;如同一套政策组合拳,多措并举以确保2021年,全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右,2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%左右的目标实现。预计到2025年,风光合计装机容量较2020年将翻倍,超过11亿千瓦,占总装机容量比例达到38%左右。

2.2. 完善分时电价、推进储能发展,保障新能源消纳

推进储能发展,保障以新能源为主体的新型电力系统稳定运行。建设以新能源为主体的新型电力系统的核心挑战是新能源发电的随机性、波动性与系统灵活性、稳定可控性之间的矛盾。因此,随着风光发电在电力供给中占比逐步提高,需要储能和调峰电源与之配合才能实现电力系统正常运行。目前我国储能发展尚在初期,电网配备储能较少,不足以支撑双碳目标下新能源电力的高速发展。因此,2021年以来,国家陆续出台多项政策支持推进储能发展,包括完善抽水蓄能价格形成机制、加快推动新型储能发展、抽水蓄能中长期发展规划等。

完善分时电价机制,以市场化手段提升电网的新能源消纳能力。2021年7月,国家出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》,要求上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1;其他地方原则上不低于3:1;尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。通过扩大峰谷价差,市场化的方式直接引导用户调整用能习惯,在用电高峰时段主动降低负荷,在用电低谷时段主动增加负荷,用户负荷在时间上分布更加均匀,能够有效提升用户用能的电网友好性,提升电网的新能源消纳能力。

2.3. 能耗双控下,绿电交易有望量价齐升

2.3.1 开展绿电交易,赋予绿电额外环境价值

开展绿电交易,市场手段促进新能源消纳,赋予绿电额外的环境价值。通过“碳”-“电”两个市场联动,控排企业、跨国企业可以通过采购绿电降低企业的碳排放,对控排企业而言降低了碳市场履约成本,也为外向型企业降低了被征收碳税的风险,从而赋予绿电额外的环境价值,产生环境溢价,同时提高了用户对绿电的需求。9月7日,首批绿电交易成交量79.35亿千瓦时,交易价格较当地电力中长期交易价格增加0.03-0.05元/千瓦时,溢价幅度较大。

2.3.2 能耗双控下,加大新能源电力消纳为必由之路

能耗双控叠加电力供应紧张,9月多地开始对高耗能行业拉闸限电。“能耗双控”于2015年提出,全称为实行能源消耗总量和强度“双控”行动,旨在按省、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总量和强度控制目标,对各级地方政府进行监督考核。双碳目标下,我国加大对能耗双控考核力度,由原先的5年一考核,变为现今每年考核,同时每季度发布晴雨表预警。2021年上半年能耗双控完成情况中,能耗强度降低方面,青海、宁夏、广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏9个省(区)上半年能耗强度不降反升,为一级预警;能源消费总量控制方面,青海、宁夏、广西、广东、福建、云南、江苏、湖北8个省(区)为一级预警。国家发改委要求确保完成全年能耗双控目标,特别是能耗强度降低目标,对能耗强度不降反升的地区,2021年暂停“两高”项目节能审查,因此上半年一二级预警地区在下半年有压力,能耗双控叠加电力供应紧张,9月多地开始对高耗能行业拉闸限电。

可再生能源电力消纳量不纳入总量考核,绿电交易有望量价齐升。日前,发改委印发的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中提出,鼓励地方增加可再生能源消费,对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区,超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。在能耗双控的高压下,高耗能企业以及能耗双控未达标省份想要少限产多用电,必将加大对风光水等可再生能源电力的消纳,绿电市场需求大幅提升,加之绿电市场允许电价上浮,有望迎来量价齐升,新能源运营商将大大受益。

各地对新能源发电建设投资将提速,风光资源不足省份将通过电网代理向富足地区购买绿电。能耗双控压力下,地方政府将主动大幅提高对新能源的投资,通过自建集中式电站和发展分布式光伏,来提高当地绿电供给,是地方政府解决能耗总量压制的最佳方案。此外,我国风光资源富足地区主要在西北地区,这些地方用能需求较低,而用能需求较高省份如广东、江苏、浙江,这些地方风光资源较差,绿电供给有限。绿电交易市场允许地方委托电网跨省跨区代理购买,风光资源较差、用能需求较高的省份,可以通过特高压输电通道或其他外送通道向风光资源富足省份购买绿电,将提高这些省份绿电需求,降低弃风弃光率。


3. 电力基建推动电网转型升级,必要补充核电大有可为


3.1. 加快建设新一代智能化电力系统

面对新能源快速发展的机遇和挑战,加快建设新一代智能化电力系统,是推动实现能源绿色安全高效可持续发展的重要举措。根据中国电力报,随着未来新能源的快速发展、新型用能设备的广泛接入,电力系统将呈现出高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征,系统转动惯量持续下降,调频、调压能力不足。同时,新能源具有很强的波动性、间歇性,会造成电力实时平衡难度的进一步增大。因此,加快建设新一代电力系统势在必行。该系统以用户侧安全可靠保障为中心,具有适应大规模高比例集中式和分布式可再生能源接入、广泛配置应用新型储能及电动汽车,以高度数字化智能化、源网荷储协同互动、多能电力互补、清洁能源资源配置能力强、调度运营扁平化等特征。骨干输电网主要担负输送能量责任,灵活高效的有源配电网、有源微网、有源负荷负责保障用户供电安全可靠,电网主动安全防控水平将得到大幅提升。

建设新一代电力系统要以电网为平台,推动实现电力系统源网荷储的高效融合互动。统筹电源、负荷与调度运行各环节,通过加大电网等基础设施建设力度,加强关键技术装备攻关,加快体制机制改革创新,不断提高电网和各类电源的综合利用效率,推动实现电力系统源网荷储的高效融合互动,全面适应大规模高比例新能源开发利用需求,为我国实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的发展愿景提供坚强能源供应支撑。

未来五年国家电网将投资超过2万亿元,推进电网转型升级,其中将投入500多亿元,用于关键核心技术研发。持续完善各级电网网架,加快建设新型电力系统,促进能源清洁低碳转型。

3.2. 特高压:输送能力安全高效,碳中和下迎来投资热潮

新型电力系统存在风光资源与用能需求地区不匹配问题,亟待加快特高压建设。特高压是指直流±800千伏和交流1000千伏以上的电压等级,国网数据显示,±800千伏直流工程输送容量是±500千伏直流工程的2-3倍,经济输送距离提高到2-2.5倍。2020年,在运特高压输送能力达7340万千瓦,同比提高740万千瓦;利用小时数同比提高310小时。我国风光资源富足地区主要在西北地区,这些地方用能需求较低,而用能需求较高省份如广东、江苏、浙江,这些地方风光资源较差,风光资源与用能需求地区不匹配矛盾凸显,加快特高压投资建设势在必行。

2020年,22条特高压线路年输送电量5318亿千瓦时,其中可再生能源电量2441亿千瓦时,同比提高3.8%,可再生能源电量占全部输送电量的45.9%。2021年3月份,国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案,提出加大跨区输送清洁能源力度,十四五期间规划建成7回特高压直流,新增输电能力5600 万千瓦。到2025年,国家电网经营区跨省跨区输电能力达到3亿千瓦,输送清洁能源占比达到50%。将在送端,完善西北、东北主网架结构,加快构建川渝特高压交流主网架,支撑跨区直流安全高效运行。2020年,国家电网运营的18条特高压线路输送电量4559亿千瓦时,其中可再生能源电量1682亿千瓦时,占输送电量的37%;南方电网运营的4条特高压线路输送电量759亿千瓦时,全部为可再生能源电量。

3.3. 储能发展加速

构建新型电力系统,储能发展加速。根据CNESA统计,截至2020年底全球已投运储能项目累计装机规模达到191.1GW,同比增长3.4%,其中,抽水蓄能累计装机规模为172.5GW,同比增长0.9%;电化学储能的累计装机规模达到14.2GW,同比增长49.6%。从储能方式看,主要分为抽水储能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。在全球储能市场中,抽水蓄能的累计装机规模最大最为成熟,但选址受地域影响比较大,占比为90%;电化学储能的装机规模紧随其后,应用场景广泛,占比为9.2%;熔融盐储热装机规模占比为1.5%;压缩空气储能和飞轮储能装机规模占比均小于1%。

抽水蓄能占比高,电化学储能增速快。截至2020年底,中国已投运储能项目累计装机规模 35.6GW,占全球市场总规模的18.6%,同比增长 9.8%,其中,抽水蓄能装机规模达31.79GW,占比达89.26%,同比增长 4.9%;电化学储能为3.27GW,占比9.2%,同比高增长 91.2%。

➢ 抽水蓄能:

到2025年,抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番,达到6200万千瓦以上;到2030年,抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番,达到1.2亿千瓦左右。9月9日国家能源局综合司印发《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》提出,要求加快抽水蓄能电站核准建设,各省(区、市)能源主管部门根据中长期规划,结合本地区实际情况,统筹电力系统需求、新能源发展等,按照能核尽核、能开尽开的原则,在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到2025年,抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番,达到6200万千瓦以上;到2030年,抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番,达到1.2亿千瓦左右;到2035年,形成满足新能源高比例大规模发展需求的,技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业,培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

➢ 电化学储能:

2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上,未来五年装机规模扩大10倍。7月23日,发改委下发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(下称《指导意见》),首次从国家层面提出到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标,未来五年装机规模扩大10倍。《指导意见》以实现碳达峰碳中和为目标,将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力,支撑新型电力系统建设的重要举措,以政策环境为有力保障,以市场机制为根本依托,以技术革新为内生动力,加快构建多轮驱动良好局面,推动储能高质量发展。

3.4. 核电是新型电力系统的必要补充

3.4.1 核电作为清洁、稳定、高效电能,是碳中和背景下风光发电的必要补

核电作为清洁、稳定、高效电能,是碳中和背景下风光发电的必要补充。风光发电具有不稳定性,即使新型电力系统以风光为主,仍需要稳定可控电源作为补充,以保障电力系统稳定运行。稳定可控电源中水电可开发规模有限,碳中和下火电受压制,唯一可加速发展的清洁能源仅剩核电。作为新型电力系统的必要补充,核电发展必将提速。

核电利用小时数远高于其他电源,发电效率较高,截至2021年6月核电装机占比仅为2%,而上半年发电量占比达到5%。此外,核电分布在沿海城市,如广东、浙江,这些省份用电需求旺盛,今年以来用电供需趋紧,核电的加速发展能很好的缓解沿海省份用电紧张局面。

3.4.2. 政府工作报告首提“积极”发展核电,十四五核电发展提速

政府工作报告首提“积极”发展核电,预计未来每年审批6-8台机组,十四五核电发展提速。我国自 1974 年开启核电站的探索,1993 年首座商业核电站-大亚湾一号机组并网发电,此后核电进入适度发展的阶段。2011年日本福岛核泄漏事件后,中国核电项目审批进入停滞状态,直到2015年才开始重启核电项目审批,但受到民众与部分专家的反对,在2016年后核电审批再次陷入停滞状态,2016-2018三年核电项目零审批,且内陆在建核电站均为停工状态。2019 年,核电审批重启获得官方确认。此后在 2021 年 3 月的《政府工作报告》中更是提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电”,这是近 10 年来首次使用“积极”来对核电进行政策表述。在“碳中和”的大背景下,核电有望迎来新一轮发展的政策机遇期。

预计到2025年中国在运核电装机达到7000 万千瓦,在建核电装机达到3000万千瓦;到2035年在运和在建核电装机容量合计将达到2亿千瓦。对比全球和主要国家的核能发电量占比,2021年上半年,全球核能总发电量在电力结构中的占比约为10%,法国核电份额最高,占70.6%,美国占19.7%。而我国核电占比仅5.04%,明显低于全球平均水平,未来在碳中和背景下,我国核电份额的提升空间广阔。中国核能行业协会在《中国核能发展报告(2020)》中预计,到2025年中国在运核电装机达到7000 万千瓦,在建核电装机达到3000万千瓦;到2035年在运和在建核电装机容量合计将达到2亿千瓦;核电建设有望按照每年6至8台机组稳步推进。2021年上半年,我国已新开工5台机组,进一步反映核电发展正在提速。

3.4.3. 核电技术不断突破推动行业加速发展

我国核电技术不断突破推动行业加速发展。从核电站技术演变来看,主要可划分四代核电技术。其中,第一代是实验性的核电站,目前已经基本全部退役;第二代是以压水堆/沸水堆为主标准化、系列化和批量化建设的商业堆,是目前在运机组的主力;第三代是以中国华龙一号为代表,安全性更高,寿命更长,是目前的主推机型;第四代核电技术目前在高速发展中,9月12日,华能石岛湾高温气冷堆成功临界,标志第四代核电技术成功了;中核集团正在建设的霞浦600MW示范快堆预计于2023年投产;2021年5月钍基熔盐实验堆基本完工,8 月份完成了机电安装,年内有望启动试运行。

第四代核电技术固有安全性更高,燃料利用更好,同时还有很多附加价值。如钠冷快堆可以实现燃料增殖;高温气冷堆因为温度高,可以实现高温制氢或者核能综合利用(供热供汽);钍基熔盐堆使用液态核燃料,具有高温输出、常压工作、无水冷却、核废料少和本征防扩散等特点。

此外,实现高放废液处理能力零突破,促进核电发展提速。长期以来,中国乏燃料处理技术与核能技术发展进度不匹配,乏燃料后处理产业成熟度较为弱势。2018年后中国环保政策趋严,乏燃料监管力度持续加强,乏燃料循环成为困扰中国核电企业的关键问题,制约中国核电发展。2021年9月11日,国内首座高水平放射性废液玻璃固化设施在四川广元正式投运。这是我国核工业产业链后端标志性工程,其投入运行标志着我国已经实现高放废液处理能力零的突破,成为世界上少数几个具备高放废液玻璃固化技术的国家,将大力促进我国核电发展提速。


4. 投资建议


看好电价机制改革推进下电力板块价值重估。发改委9月新闻发布会提出,目前正在加快研究健全绿色电价体系、完善核电价格形成机制、深化目录销售电价改革等措施,进一步发挥电价信号和杠杆作用。我们认为,电价机制改革将进一步还原电力商品属性,一方面,通过价格信号,优化电力资源配置,另一方面,将形成有利于成本疏导的市场价格机制。长期以来,电价只降不涨压制电力企业盈利弹性和估值水平,看好电价机制改革推进下电力板块价值重估。

4.1. 新能源发电:规模成长,量价齐升

多措并举促进新能源消纳能力,新能源发电规模成长,量价齐升。2021年以来,我国推出多项政策围绕电网接入、调峰和储能促进新能源消纳,服务以新能源为主体的新型电力系统建设。开启绿电交易,赋予绿电额外的环境价值,绿电价格可在基准价上浮,能耗双控压力下,绿电需求激增,绿电有望实现量价齐升。新能源运营商十四五新增装机目标均较为乐观,我们认为新能源发电是电力行业的最佳赛道,在碳中和的目标之下,预计十四五新能源发电装机规模将高速增长。持续推荐龙源电力、节能风电、晶科科技、太阳能、大唐新能源、中广核新能源。

4.2. 火电:看好火电+新能源双轮驱动模式

煤电交易电价有望提高,市场化电量占比高的火电企业将受益。供需紧张叠加高煤价,电价“只降不涨”惯性打破,煤电交易电价有望提高。双碳目标下,煤电新增装机受限,用电需求旺盛叠加产能有限,火电利用小时数有望提升。动力煤保供力度加强,千元煤价不存在可持续性,当前火电盈利已基本触底。

看好火电企业转型火电+新能源双轮驱动模式。一方面,政策鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模,火电经灵活性改造后可作为调峰电源支持新能源发电,增加火电企业的新能源并网规模,比单纯新能源发电企业的调峰成本更低。另一方面,火电资产现金流较好,可为企业未来新能源投资提供支持。推荐低估值大火电华电国际(A+H)、转型标的福能股份、华能国际(A+H)、内蒙华电,受益标的华润电力。

4.3. 核电:政府工作报告首提“积极”发展核电,十四五核电发展有望加速

政府工作报告首提“积极”发展核电,预计未来每年审批6-8台机组,十四五核电发展有望加速。碳中和背景下,核电作为清洁、稳定、高效的电力能源,是风光发电的必要补充,助力双碳目标达成必不可少的电源。2021年两会政府工作报告首次用“积极”二字部署核电发展,我们预计十四五期间核电发展有望加速,预计未来每年有望核准6-8台机组,核电发展将稳步推进。2021 年上半年,我国已新开工5台机组,进一步反映核电发展正在提速,推荐国内核电龙头中国广核、中国核电。

4.4. 水电:未来有望纳入绿电交易,水风光一体化成长可期

未来有望纳入绿电交易,综合电价水平将提高。绿电交易方案中提出,条件成熟时,可逐步扩大至符合条件的水电,预计未来水电也将纳入绿电交易,水电综合电价水平有望提高。

水风光互补模式优势突出,开辟水电新的业绩增长点。2020年8月,国家发改委、能源局联合发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》,提出开展“风光水储一体化”建设,鼓励存量水电机组通过龙头电站建设优化出力特性,明确就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。以存量水电为基,新建的风光项目可实现一体化建设运营,打捆上网,优势明显,项目收益率有望高于传统新能源项目。推荐大水电长江电力、华能水电、国投电力、川投能源。

4.5. 电力基建:经济下行电力等基建上行,加速构建新型电力系统

经济下行电力等基建上行,加速构建新型电力系统。推荐中国电建、上海建工、粤水电。

中国电建:投建营全产业链/风光水储能(抽水蓄能)全行业卡位领先优势最受益。

上海建工:PE9倍/可比21倍/宝色股份153倍,与中科院应物所合作推进第四代核电世界首座钍基熔盐堆商业化应用。

粤水电:风光水发电毛利占71%商业模式重构,21年规划清洁能源投产20万千瓦。


5.  风险提示


5.1 用电需求不及预期

若用电需求增长不及预期,大量风电光伏机组投产后,有可能会出现弃风弃光率反弹。

5.2 新能源发展不及预期

若风电光伏新增装机不及预期,则将导致新能源运营商成长性不足。

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